Considérer un projet de stockage par batterie qui remplacerait la construction d’une centrale au gaz naturel n’est pas la voie à prendre, dit Énergie NB. Cette énergie ne pourrait pas être fiable si la province fait face à une période de grand froid sur plusieurs jours, comme en 2023, dit la société d’État.

Les audiences devant la Commission de l’énergie et des services publics (CESP) se sont poursuivies mardi à Moncton. Les hauts dirigeants d’Énergie NB ont répondu aux questions de l’intervenant public pour le secteur énergétique, Alain Chiasson, entre autres.

La future centrale pourrait produire environ 400 MW d’électricité. Énergie NB dit avoir besoin que ce projet aille de l’avant pour répondre à la demande grandissante.

Pourquoi pas le stockage par batterie?

Alain Chiasson a voulu savoir si la société d’État avait envisagé de se lancer dans un projet de stockage d’énergie par batterie, au lieu de la centrale.

Alain Chiasson est intervenant public dans le secteur énergétique.

Photo : Radio-Canada / Frédéric Cammarano

Jonathan Pollock, directeur général des systèmes d’opérations chez Énergie NB, a expliqué que, pour produire l’équivalent du 400 MW de la future centrale, Énergie NB aurait besoin de produire 1000 MW par système de batterie.

Le problème ici avec les batteries, c’est la recharge, a-t-il ajouté. Il estime que ce système n’aurait pas suffi lorsque la province a fait face à un froid glacial pendant trois jours en février 2023.

Lorsque nous avons connu ces 41 heures très difficiles sur notre système en février 2023, cela n'aurait pas été une solution viable pour le Nouveau-Brunswick. Une fois la batterie épuisée, il faut la recharger. C'est pourquoi il y a un problème avec les ressources de batterie qui sont des ressources à capacité nulle.

Des hauts dirigeants d'Énergie NB sont questionnés ces jours-ci aux audiences de la Commission de l'énergie et des services publics.

Photo : CESP

En plus du temps de recharge, le problème pour Brad Coady, vice-président du développement commercial, c’est le coût.

Nos preuves montrent que cela coûterait 75 % de plus que le projet RIGS [la centrale].

Questionné par M. Chiasson à savoir si d’autres juridictions canadiennes ont fait le saut vers cette énergie renouvelable, les dirigeants d’Énergie NB affirment que oui et donnent en exemple le Québec, l’Ontario et la Nouvelle-Écosse.

Brad Coady est le vice-président du développement commercial et des partenariats stratégiques d'Énergie NB. (Photo d'archives)

Photo : Radio-Canada / Erica Butler

Mais selon Énergie NB, ces provinces choisissent cette énergie non pas uniquement pour augmenter leur capacité, mais aussi pour des raisons politiques, entre autres.

Brad Coady n'exclut pas des projets de stockage par batterie dans la province, des discussions en ce sens ont déjà eu lieu. Toutefois, il est d’avis que ce n’est pas la solution de remplacement pour le projet de la centrale à Tantramar.

Les Néo-Brunswickois paieront la note

Par ailleurs, Alain Chiasson a tenté de connaître l’impact du projet de la centrale au gaz naturel sur les tarifs d’électricité des consommateurs. Ces informations seront discutées à huis clos, a dit Énergie NB, qui souligne aussi que cette audience ne considère pas de hausse des tarifs, mais se déroule pour déterminer si le projet de la centrale peut aller de l’avant ou non.

Si la CESP donne son approbation, est-ce les clients d’Énergie NB qui paieront la note, a demandé M. Chiasson pendant l'audience.

Brad Coady a affirmé que oui. Les revenus liés à notre modèle proviennent des clients. C’est ainsi que nous recevons les revenus pour payer les services publics.

La centrale électrique Brotman à Rosharon, au Texas, a des composants et une configuration similaires à ceux du projet proposé par ProEnergy à Centre Village.

Photo : ProEnergy

Rappelons qu’Énergie NB prévoit dépenser plus d’un milliard de dollars dans cette centrale qui ne lui appartiendra pas. La centrale doit être construite et possédée par l’entreprise américaine ProEnergy, mais Énergie NB doit acheter de l’énergie pendant 25 ans.

Il n’a pas été déterminé quand la CESP rendra sa décision. Le contrat avec ProEnergy prévoit qu’une approbation est nécessaire avant le 2 juin, pour éviter que le projet ne tombe à l’eau.

Jour après jour, je m'inquiète désormais du retard dans le projet, lance Brad Coady.

Tirer des leçons de 2023

Cris Rouse, du groupe Protect the Chignecto Isthmus Coalition, a aussi posé des questions au panel d’Énergie NB mardi. Il a voulu revenir sur l’épisode de grand froid, du 3 au 5 février 2023, où la société d’État avait craint ne pas pouvoir répondre à la demande.

Ça été un défi opérationnel, a dit Darren Clark, directeur de la planification d'entreprise. La température a été plus froide que les prévisions météorologiques et Énergie NB a été prise au dépourvu.

Il ajoute qu’il était aussi difficile de prévoir comment le système allait réagir à la forte demande, car la province n’avait pas connu une période aussi froide en vingt ans.

Ça aurait pu être pire, a lancé Jonathan Pollock, directeur général des opérations, expliquant qu’il s’agissait d’une fin de semaine. Si ce froid glacial avait été en semaine, la demande aurait été plus grande.

Il ajoute toutefois que des leçons ont été tirées de cet événement, au niveau opérationnel, mais que la société d'État doit pouvoir compter sur des projets comme la future centrale.

Les audiences de la CESP sur ce projet se poursuivent cette semaine à Moncton.